新形勢下新能源如何迎戰電力市場

　　我國已成為全球最大的新能源生產國，隨著碳達峰碳中和、構建新型電力系統等戰略目標的提出，未來新能源還將迎來大規模、高質量發展。隨著新能源電量占比逐步提升，全額保障性收購制度將難以為繼，新能源參與市場競爭是大勢所趨。但新形勢下新能源入市仍面臨諸多挑戰，唯有直面問題與困難，加快建立促進綠色能源生產消費的體制機制，充分發揮市場配置資源的決定性手段，更好發揮政府作用，才能實現高比例新能源高效利用，助力新型電力系統的構建以及“雙碳”目標的實現。

新能源參與市場面臨的新形勢

　　全額保障性收購制度難以落實到位

　　近年來，我國部分省區出于新能源規模化發展超預期、企業降低用能成本訴求強烈等實際考慮，自行降低了最低保障性利用小時數，推動更多新能源電量參與市場交易。根據2019年全國人民代表大會常務委員會執法檢查組關于檢查《中華人民共和國可再生能源法》實施情況的報告，早在2018年，部分省份風電、光伏的實際保障性收購利用小時數就已低至800小時甚至不足500小時，遠低于國家規定的風電1800小時、光伏1500小時，新能源實際利用小時數中，大部分電量屬于低價市場化交易。隨著新能源大規模快速發展，出現類似情況的地區在逐步增加，全額保障性收購制度難以落實到位已成現實。

　　2021年10月，國家發展改革委相繼印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號，以下簡稱“1439號文”)、《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》(發改辦價格〔2021〕809號，以下簡稱“809號文”)，明確取消工商業目錄銷售電價，推動全部工商業用戶進入電力市場，暫未直接參與市場交易的由電網企業代理購電。按照文件要求，電網企業保障用戶僅剩居民、農業，代理購電工商業用戶規模也將逐步縮小，而電網企業收購的保量保價優先發電量不能超過其代理和保障用戶的電量規模。當前電網企業作為新能源保障性收購的唯一購買方，極有可能出現優先發用電計劃難以匹配，由電網企業全額保障性收購的方式難以為繼。

　　新能源利用成本呈上升趨勢且逐漸顯性化

　　近年來，隨著行業技術進步和產業升級，新能源投資建設成本已顯著下降，大部分地區具備平價上網條件，部分地區有望實現低價上網。然而，平價、低價上網并不等同于平價、低價利用。高比例隨機性、波動性、間歇性新能源利用必須依靠調節性、支持性電源以及輸配電網絡的支撐。隨著新能源電量比例提升到一定程度，電力系統調節成本、備用成本和容量成本將明顯上升，該部分成本在計劃體制下為隱性成本，多由傳統電源主體隱性承擔或經電網企業輸配電價疏導。由于隱性成本難以明晰各方權責，無法充分調動靈活調節資源的積極性，長期來看不利于資源優化配置，影響系統運行的安全可靠性和經濟性。隨著電力體制改革和電力市場建設的不斷深入，高比例新能源利用的系統成本已初步顯性化，未來通過市場化方式體現經濟責任，引導合理投資和經濟消納是大勢所趨。

　　電力市場體系建設進入新時代

　　2022年1月，國家發展改革委、國家能源局印發了《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(發改體改〔2022〕118號，以下簡稱“118號文”)。作為電改9號文以來國家電力市場建設綱領性文件，118號文提示電力體制改革和市場建設應回歸頂層設計和系統思維，標志著電力市場建設由以省為實體“各自為戰”、不同市場功能局部優化的階段，進入跨省跨區協同融合、跨市場功能協同優化的新階段。一是針對當前掣肘電力市場體系建設的省間市場矛盾，明確提出穩步推進省/區域電力市場建設，引導各層次市場協同運行，建立多元市場主體參與跨省跨區交易的機制，支持發電企業自主選擇和售電公司、用戶直接交易，加強跨省跨區與省內市場在經濟責任、價格形成機制等方面的銜接。二是強調電力市場功能結構的總體設計，完善電力市場體系功能，細分電力現貨市場、中長期交易和輔助服務市場和各自的作用。三是著重構建適應新型電力系統的市場機制、提升電力市場對高比例新能源的適應性，鼓勵新能源報價報量參與市場的同時，報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核，引導各地根據實際情況，建立市場化發電容量成本回收機制，通過在電力市場中界定可靠性容量價值，解決高比例新能源地區低利用小時數的常規機組固定成本回收問題等。2022年3月，《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2022〕129號，以下簡稱“129號文”)隨后印發，明確提出加快建設電力現貨市場的總體要求，標志著電力現貨市場建設全面開展。隨著較為完備的電力市場體系逐步構建，市場化的價格形成機制進一步理順，新能源入市有望具備更好的基礎條件。

新能源參與市場面臨的問題與挑戰

　　配套政策準備好了嗎?

　　新能源入市前，在全額保障性收購制度下可以享受“保量保價”政策，即電量方面優先消納，電價方面享受政府定價，大部分存量項目還享受度電補貼，收益基本上由實際上網電量決定，具有相對穩定的收益預期。新能源入市之后，盡管電量方面相對來說仍然可以優先消納，電價與收益方面卻面臨三大風險：一是價格風險。競爭性電力市場中，交易價格隨行就市，新能源參與市場交易原則上在同一時段、同一地理位置與傳統煤電同質同價，供需寬松的時段和區域將面臨降價。現貨市場中，市場分時價格波動則更大，風險加劇。二是曲線風險。曲線風險主要是由新能源出力波動性、間歇性造成的，新能源發電出力曲線難以與用戶的用電曲線匹配，因此其負荷高峰賣高價的電量相對較少，負荷低谷賣低電價的電量相對較多，導致即使與煤電同質同價，全年下來結算均價也很難與煤電價格持平。三是偏差風險。偏差風險主要是由新能源出力隨機性造成的，當前各地新能源出力預測偏差仍然較大，在現貨市場中需要為預測偏差引發的平衡成本付費，即出力超出部分往往低價賣出，出力不足的部分往往需要高價被替發。從近幾年各地新能源參與市場的情況來看，新能源入市后收益均有不同程度的降低，運行現貨市場的地方尤為明顯。新能源入市之后的收益預期非常不穩定，將影響投資主體積極性，是新能源入市之后的一大挑戰。

　　與傳統電源相比，新能源除具有電力價值，還具有環境價值。但由于當前消納責任權重尚未真正落地落實，綠電交易機制與綠色證書制度等配套政策也有待進一步理順，新能源的綠色環境價值尚未充分體現，全社會消納綠電的積極性無法充分帶動，不利于推動新型電力系統構建以及碳達峰、碳中和目標的實現。

　　市場機制建設如何?

　　適應高比例新能源電力系統的市場機制體系有待進一步健全，是當前新能源參與市場面臨的又一挑戰。

　　一是價格機制需要進一步理順。理順價格形成機制，有利于調動傳統電源提升頂峰能力、調節能力的積極性，提升高比例新能源電力系統運行的安全性，有利于實現資源在更大范圍的優化配置，實現系統高效運行。理順價格形成機制是一項系統工程，不僅需要智慧，也需要決心。2021年下半年以來，我國經歷了一輪嚴重的“電荒”，暴露出電煤價格市場化與煤電價格尚未完全市場化而帶來的“煤電頂牛”矛盾問題，國家也正是以此為契機推動了燃煤發電上網電價市場化改革，成為新一輪電力體制改革過程中的里程碑事件。當前煤電價格形成機制問題得到了較大程度的解決，但包含新能源送受電在內的跨省跨區價格形成機制等問題，由于涉及地域多、范圍廣，同時關系到送受端發電、電網、用戶各方切身利益以及市場運營機構的權責，牽一發而動全身，改革的阻力比較大，目前仍沒有重要進展，是本輪電改過程中公認的“疑難雜癥”。

　　二是進一步提升電力市場對高比例新能源的適應性。118號文已經對提升電力市場對新能源的適應性提出明確要求，但目前具體落實不夠，也是造成新能源入市后收益風險加大的重要原因。當前中長期交易機制靈活性和流動性較差，尤其在運行現貨市場的地區難以滿足新能源交易需求，具體表現在以下幾點：第一，中長期交易多為曲線交易，新能源與用戶發用電曲線難以匹配，新能源企業為實現成交，往往在交易曲線方面作出妥協，導致曲線偏差風險加大。第二，中長期交易品種缺乏標準化，進而導致流動性較差，客觀造成一旦成交，很難轉讓，進一步加大交易風險，目前部分地區嘗試約定典型曲線的方式提升標準化和流動性，但效果有限。第三，中長期交易多為年度和月度交易，周以內的交易較少，連續滾動交易僅個別現貨試點地區進行了探索，難以充分適應新能源距離實時運行越近預測誤差越小的特性。第四，一些運行現貨市場的地區，新能源除通過現貨價格承擔平衡偏差之外，可能還面臨超額收益回收、兩個細則、執行偏差考核、強制降價打捆、曲線強制分解等多重“考核”，其中一些考核可能存在重復性，進一步降低新能源入市的收益。

　　不合理行政干預難題如何破解?

　　現階段電力市場建設過程中，一些地方因發展經濟、降低企業用能成本、招商引資等需要，通過行政手段“限價格”“搞專場”等方式，向特定企業分配便宜電等情況依然存在。例如，部分地區為使不同電力用戶享受到不同的電價優惠，針對特定用戶分批次開展交易，對新能源交易電量、交易價格進行不同程度的限定。不合理干預本質上是將計劃手段凌駕于市場之上，不可避免地對市場造成了干擾，雖然在短期內使部分用戶享受到了電價優惠，但長遠來看，不利于推動用戶側承擔消費綠色電力的社會責任和實現可再生能源的可持續發展，最終損害的是全社會福利。1439號文明確提出，各地不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規定范圍內的合理浮動不得進行干預，國家有關部門將加強指導，對地方不合理行政干預行為及時督促整改。破解不合理行政干預難題涉及重大利益調整，考慮央地之間、地方不同主管部門之間在電改目標、政策導向方面存在差異，仍然任重道遠。

有關建議

　　合理設計并持續完善配套政策

　　在我國“雙碳”目標、電力體制改革的背景下，盡快明確新能源配套政策的大方向，是推動新能源公平參與市場競爭的基礎前提。

　　一是統籌考慮當下實際和長遠發展，優化全額保障性收購制度，加強與電力市場建設的協同。初期可考慮存量項目保障性收購小時逐步退坡，并明確退坡路徑，盡可能給予新能源企業政策穩定性和可預期性，在電價上行周期鼓勵新能源自愿選擇參與市場交易，自行承擔市場收益和風險。新增項目不再實施全額保障性收購政策，上網電價通過競爭性配置方式形成，探索通過政府授權合約方式與市場銜接，也可自主選擇直接參與交易。完善保障性收購政策成本疏導機制，考慮能源低碳轉型惠及全社會，因保量保價收購新能源與市場價格雙軌形成的不平衡資金屬于保障性政策成本，建議逐步向全體用戶疏導。

　　二是進一步健全可再生能源消納責任權重機制，加強與綠色證書制度的銜接。優化各省區可再生能源電力消納責任權重指標，酌情減少對各地歷史消費情況和完成難易程度的考慮，適當增加對新能源發展利用目標的考慮，制定更加合理的消納責任權重，并把消納責任權重落實到每個用電主體。強化消納責任權重剛性約束，對于未完成消納責任權重的主體實施懲罰電價，激發全社會綠色電力消費潛力，共同承擔新能源消納責任。健全綠色電力證書、碳排放權交易等制度，加強統籌銜接，充分體現新能源的綠色電力價值，促進新能源健康可持續發展。

　　提升電力市場對新能源的適應性

　　一是進一步理順新能源電網電價形成機制，減少不合理行政干預。市場設計要為新能源和其他主體提供公平的競爭環境，不因新能源邊際成本、議價能力弱低刻意壓低交易價格，不開展以降價為目的的專場交易，加強價格監管，充分還原新能源作為電力商品的真實價值，依靠市場機制實現新能源的經濟消納率。持續完善棄風棄光考核標準，129號文已明確，對于新能源因考慮經濟性不高而通過報價自愿產生的棄風棄光不納入棄風棄光考核，需要推動各地落地落實，同時逐步將追求95%消納率的政策導向，轉化為追求新能源消費電量占比的目標。加快研究跨省跨區價格形成機制，允許新能源發電企業自主選擇與火電打捆，或自主與受端用戶協商用電曲線，并按照129號文要求加強省間與省內市場的銜接。

　　二是完善市場交易機制，提升對高比例新能源的適應性。考慮新能源出力特性，不應強制要求新能源企業簽約較高的年度、月度交易電量比例。中長期交易牽頭部門與現貨市場建設牽頭部門加強統籌，完善交易機制，將曲線交易逐漸轉變為標準化的中長期交易品種(比如峰谷平單獨交易或者各時段單獨交易)，允許發電企業、用戶既可買入又可賣出電量，提升中長期交易的流動性，縮短交易周期，提升交易頻次，給予新能源足夠機會調整交易合同。現貨市場建設初期，可適當降低新能源偏差考核標準，尤其避免重復考核。加強信息披露，提升信息披露的及時性、準確性和信息獲取的便利性，使新能源主體及時獲取充足市場信息進行價格預測和風險控制。

　　新能源企業提升自身風險防范能力

　　新能源企業應加強自身能力建設。一是提升出力預測能力以及現貨市場價格預測能力，結合日典型曲線、工作日與周末特性、季節性等特征，分析新能源出力特性以及與價格曲線的匹配程度，對參與市場風險有總體把控，作為制定市場交易策略的基礎。二是結合當地電力市場建設情況制定交易策略，尤其是中長期交易靈活性、現貨市場價格限值，以及自身對風險的承受能力，確定年度、月度等各個交易周期的交易電量比例，制定對于價格風險、偏差風險的對沖策略。例如，可在年度、月度市場將確定能夠發出的基礎電量以較高的價格鎖定，在月度以內逐步調整交易曲線，隨著臨近實時運行，盡量逼近實際出力曲線。考慮到短期和超短期偏差將通過日前市場和實時市場進行買入賣出，盡量不要過早提前鎖定全部電量，以避免為預測偏差付出過多的平衡成本。綜合考慮發電經濟收益，必要時可以策略性選擇棄風棄光，提升自身收益能力和全社會福利。三是結合價格預測進行投資選址。運行電力現貨市場的地區，新能源所在地理位置，很大程度上決定了電價的走向。因此投資選址非常重要，通常貼近負荷中心的地區電價較高，輸電線路阻塞嚴重的送出地區往往是價格洼地。必要時需要通過市場仿真，測算投資收益率。(本文僅代表個人觀點)